| где | ρсм | - | плотность нефтяной эмульсии, кг/м3; |
| ρв | - | плотность воды, кг/м3; | |
| ρн | - | плотность нефти, кг/м3; | |
| nв | - | обводненность, д. ед.; |
ρсм=1008·0,45+820(1-0,95)=998,6 кг/м3
2. Определяем глубину спуска насоса в скважину Lн, м
Lн = Рзаб / (ρсм + g) (4.3)
| где | Lн | - | глубина спуска насоса, м; |
| Рзаб | - | забойное давление, МПа; | |
| ρсм | - | пластовое давление, МПа; | |
| g | - | коэффициент свободного падения; |
Lн=14,32·10-6/(998,6·9,81)=1461,8 м
3. Определяем депрессию на пласт ∆Р, МПа
∆Р = Рпл - Рзаб (4.4)
| где | ∆Р | - | депрессия на пласт, МПа; |
| Рзаб | - | забойное давление, МПа; | |
| Рпл | - | пластовое давление, МПа; |
∆Р=19,5-14,32=5,18 МПа
4. Определяем фактический весовой дебит скважины Qф.в., т/сут
Qф.в. = К ∆Р (4.5)
| где | Qф.в. | - | фактический весовой дебит, т/сут; |
| К | - | коэффициент продуктивности, т/сут МПа; | |
| ∆Р | - | депрессия на пласт, МПа; |
Qф.в.=3,087·54,18=15,99 т/сут
5. Определяем фактический объёмный дебит скважины Qф.о., м3/сут
Qф.о. = Qф.в./ ρсм (4.6)
| где | Qф.о. | - | фактический объёмный дебит, м3/сут; |
| Qф.в | - | фактический весовой дебит, т/сут; | |
| ρсм | - | плотность нефтяной эмульсии, кг/м3; |
Qф.о.=15,99/0,9986=16 м3/сут
6. Определяем теоретический объёмный дебит скважины Qт.о., м3/сут
Qт.о. = Qф.о. /αп (4.7)
| где | Qт.о. | - | теоретический объёмный дебит, м3/сут; |
| Qф.о. | - | фактический объёмный дебит, м3/сут; | |
| αп | - | коэффициент подачи; |
Qт.о.=16/0,75=21,3 м3/сут
7. Выбираем по таблицам Бухаленко Е.И., в зависимости от величины глубины спуска и объемного теоретического дебита /2/:
тип - УЭЦН
идеальная подача - 35 м3/сут;
наибольшая высота подъема жидкости - 1200 м;
наибольшая допускаемая нагрузка на устьевой шток - 80 (8) кн (тс);
наибольший допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора – 40 (4000) Кн м (кгс. м);
условный диаметр НКТ - 60 мм;
редуктор - Ц2-Ш-860;
9. Определяем полезную мощность электродвигателя по формуле Ефремова:
N = 401·10-7·π·D2плГОСТ·S· n· Lн [(1-ηн·ηск/ηн·ηск)+ αп] ·К (4.8)
| где | N | - | полезная мощность электродвигателя, кВт; |
| DплГОСТ | - | стандартный диаметр плунжера, м; | |
| S | - | наибольшая длина хода плунжера, м; | |
| ηн | - | 0,9 – КПД насоса; | |
| ηск | - | 0,8 – КПД станка-качалки; | |
| К | - | 1,2– коэффициент, учитывающий степень уравновешенности СК; | |
| Lн | - | глубина спуска насоса, м; | |
| αп | - | 0,75 – коэффициент подачи насоса, д.ед.; | |
| n | - | необходимое число качаний, мин-1; |
N=401·10-7·3,14·322·3·6·998,6·1461,8· [(1-0,9·0,8 /0,9·0,8)+0,75] ·1,2= =4,5 кВт
Вывод: для оптимального режима работы системы «скважина-насос» аналитическим методом выбрали компоновку УЭЦН, соответствующую условиям откачки.
Насосную эксплуатацию нефтяных скважин можно применять в самых различных условиях – при дебитах скважин от нескольких тонн, до сотен тонн в сутки. При подъёме нефти из скважин, широко применяют электроцентробежные насосы. Отечественная промышленность выпускает УЭЦН в широком ассортименте, что позволяет эксплуатировать скважины в самых разнообразных природных условиях, а также при суровом климате Западной Сибири. В зависимости от условий эксплуатации (дебит, расстояние до динамического уровня, свойства жидкости, наличие или отсутствие песка и газа) выпускаются различные насосы. В данной части моего диплома, рассматривается эффективность проведения оптимизации режимов работы, т.е. смена УЭЦН с меньшего типоразмера на больший. Оптимизация УЭЦН не повлияет на наработку насосов на отказ, но сможет существенно повысить дебиты скважин по жидкости, а соответственно по нефти.
Ниже приведён расчётный анализ годовых выгод и затрат на проведения оптимизации 7 скважин и сравнительный анализ с предыдущим режимом работы.
Скважины для проведения оптимизации.
1.скважина №560 (Э-80) Qж- 85м3 перевод на Э-125 Qж- 130м3
2.скважина №1053 (Э-50) Qж- 55м3 перевод на Э-80 Qж- 86м3
3.скважина №517 (Э-80) Qж- 88м3 перевод на Э-160 Qж- 164м3
4.скважина №552 (Э-125) Qж- 135м3 перевод на Э-160 Qж- 155м3
5.скважина №536 (Э-50) Qж- 73м3 перевод на Э-80 Qж- 95м3
6.скважина №541 (Э-25) Qж- 35м3 перевод на Э-50 Qж- 60м3
7.скважина №612 (Э-125) Qж- 138м3 перевод на Э-160 Qж- 170м3
Суммарный прирост по нефти составил 243т/сут
Таблица № 5.1
| № п/п | Показатели | Единицы измерения | Числовое значение |
| 1 | Фонд оптимизированных скважин | ед. | 7 |
| 2 | Среднесуточный прирост дебита (по всем скважине) | т/сут | 243 |
| 3 | Наработка на отказ до оптимизации | сут | 135,0 |
| 4 | Наработка на отказ после проведения оптимизации | сут | 135,0 |
| 5 | Себестоимость добычи нефти | руб/т | 5000 |
| 6 | Доля условно переменных затрат в себестоимости нефти | % | 51,2 |
| 7 | Ставка дисконта | % | 10 |
| 8 | Расчётный период | лет | 3 |
| 9 | Продолжительность одного ПРС | час | 48 |
| 10 | Стоимость одного часа ПРС | руб | 3700 |
| 11 | Цена одной тонны нефти | руб | 7200 |
| 12 | Среднесписочная численность ППП | чел | 980 |
| 13 | Среднегодовая стоимость основных производственных фондов | млн. руб. | 4487 |
| 14 | Годовая добыча нефти в 2007году | тыс. т | 1389,6 |
5.2.1 Расчет дополнительной добычи нефти (газа) и дополнительной выручки от реализации
Проведение оптимизации приведёт к увеличению добычи нефти, которую можно определить по формуле:
DQ(q) = Dq * T *Кэ * N, (5.1)
где Dq – прирост среднесуточного дебита, т/сут;
Т – время работы скважины в течение года, сут;
N – количество оптимизированных скважин, ед.
Кэ – коэф-т эксплуатации скважин, ед.
DQ2007 = 34,7 * 365*0,947 * 7 = 83959,6 т.
Увеличение добычи нефти приведёт к росту производительности труда, которая определяется по следующей формуле:
DПт = DQ * Цн / Чп, (5.2)
где DПт – повышение производительности труда, руб/чел;
DQ – прирост добычи, тн;
Цн – цена одной тонны нефти, руб;
Чп – среднесписочная численность ППП, чел;
DПт = 83959,6 * 7200/980 = 616,8 тыс.руб/чел.
Также ведёт к увеличению фондоотдачи:
DФо = DQ * Ц/Сопф, (5.3)
где Сопф – среднегодовая стоимость основных производственных фондов (руб);
DФо – прирост фондоотдачи.
DФо = 83959,6 * 7200/4487000 = 134,72 руб/тыс.руб.
Снижение себестоимости добычи нефти (DС) происходит за счёт изменения условно-постоянных затрат (Зпос) на единицу продукции и определиться по формуле (6):
DС = Зпос (1/Q – 1/(Q + DQ)), (5.4)
где Зпос – условно постоянные затраты на добычу нефти по ННП, тыс.руб;
Q – добыча нефти до мероприятия по ННП, тыс.т.
DС = 1545,1 * 0,48 *(1/1389,6-1/(1389,6+83,9)) = 2,9 руб/т.
Увеличение объёма добычи нефти ведёт к увеличению абсолютной величины прибыли от реализации:
DПрреал = DQреал * (Ц - (с/с -DС)), (5.5)
где DПрреал – дополнительная прибыль от реализации нефти, руб;
DQреал – дополнительно реализованная нефть, т;
Ц – цена реализации нефти (руб);
с/с – себестоимость добычи нефти до проведения мероприятия, руб/т;
DС – снижение себестоимости нефти.
DПрреал = 83,9 * (7200 – 5000 + 2,9) = 184823,3 тыс.руб.
Так как увеличивается прибыль от реализации продукции, то соответственно увеличивается и чистая прибыль предприятия:
DПрчист = DПрреал – Нпр, (5.6)
где Нпр – величина налога на прибыль, руб;
DПрчист = 184823,3 – 184823,3 * 0,26 = 136769,2 тыс.руб.
И так, дополнительная чистая прибыль предприятия за счёт снижения постоянных затрат без учёта затрат на мероприятие на 1 тонну нефти составила 136769,2 тыс.руб.
Данное мероприятие связано с дополнительной добычей (DQ).
Доля условно-переменных затрат составляет 51,2%.
Объём дополнительно добытой нефти – 83959,6 тонн.
Цена за 1 тонну нефти равна 7200 руб.
Капитальные затраты на проведение оптимизации отсутствуют.